修井作业中的保护油气层技术

7．5．2．1　选择优质修井液

选择优质修井液是修井作业保护油气层技术的关键。从保护储层的角度而言，优质修井液既可以完成修井作业工作任务，又与地层岩石和流体配伍，对地层的损害最小或不损害地层。优质修井液应满足下列要求：

（1）不造成储层水敏、盐敏、速敏等敏感性损害。解决此问题的常用技术是在修井液体系配方中添加适合于本储层的黏土稳定剂（或称防膨剂）。

（2）优选化学添加剂。选择的各类化学添加剂如防腐剂、杀菌剂、黏土稳定剂、铁离子稳定剂、破乳剂等添加到修井液中，应考虑在满足其化学效应的前提下，与地层岩石和地层流体配伍性好。

（3）控制滤失量。任何一种修井作业，都需要避免水基滤液大量侵入地层，必须把滤失量控制到最小，降滤失剂可形成暂时的桥堵，降低滤失。作业投产后，在地层温度下，溶于油或地层水一起产出，因此应选择良好的降滤失剂和修井基液。

（4）控制体系密度。修井液的密度应保证对油层造成所需的回压，但也不能过高。

（5）对于特殊储层（如裂缝性储层、低孔低渗或特低渗储层、高压储层），所选择的修井液体系必须满足它们对修井液的特殊要求。

（6）成本低，配制、维护简单，施工方便。

因此修井作业前，必须对所在储层特性、地层流体特性及修井作业工艺进行研究，提出适当的保护储层的修井液体系配方，有条件的单位应对此配方进行相关实验，以确保该体系配方具有保护油气层的良好性能。

7．5．2．2　选择适当的修井作业工艺和施工参数

修井作业必须在保证储层不受伤害或尽量减少储层损害的前提下进行。

7．5．2．2．1　解除油气层损害的修井

当井的产量在一定程度上有所降低时，应考虑进行修井，在所有的修井中应考虑对油管、井筒、射孔孔眼、油气层孔隙和油气层的裂缝系统（如存在）中的堵塞，进行旁通或清除。通常的方法是用钢丝绳或油管探井底，以检测套管或裸眼井段中的充填物。常用解除油气层伤害的方法有清理、补孔、化学处理、酸化、压裂或这些方法的联合使用。

（1）结垢的清除。在水垢伤害的井中，油管结垢可用酸化、化学或扩眼的方法予以清除。对于套管射孔孔眼中的结垢，可进行补孔，必要时用化学处理或酸化的方法清除残留水垢。

国内外目前采用的除垢方法主要有以下几种：

1）机械清除。一是钻头钻碎炮眼处致密而坚实的盐垢（重晶石和硬石膏），二是直接将“石膏收集器”置于井筒附近，与井内防垢方法（物理方法或工艺方法）配合使用。此外还有补孔和爆炸除垢等方法。

2）清水淡化。定期用清水冲洗油管和井筒，以溶解水溶性盐垢（如氯化钠等）。

3）高强声激波。利用声激仪产生的高强声激波震掉和击碎较松散的盐垢，这是一种较新的技术。

4）酸化及化学除垢法。盐垢可分为三大类：水溶性、酸溶性和可溶于除酸、水以外的某些化学剂的物质。

酸溶性盐垢采用酸（盐酸、硫酸）处理，有时也用碱（氢氧化钠和氢氧化钾）、盐（碳酸盐和酸式碳酸盐）及其混合物作为酸处理的辅助手段。此外，还有有机酸类和脂类与其他物质的混合物以及螯合剂（EDTA）酸处理。酸不溶盐垢，国外采用垢壳转换剂，先将垢转为酸溶性物质，然后再用酸处理。另外也采用螯合剂处理，如EDTA和NTA等。有人提出用顺丁烯二酸二钠，可将盐垢转换为水溶性化合物，不必酸洗。

（2）清蜡手段。清蜡手段主要有机械加热、溶剂处理等。井筒和油管内的积蜡可用机械方法刮除，用热油或热水循环冲洗以及用溶剂溶解等。油气层中结蜡或沥清堵塞的解除方法一般是用溶剂清除。在较低的排量和低压下将溶剂挤入油气层，然后浸泡一夜后返排。也可采用井底加热注蒸汽、热水及热油的方法来清除井筒附近油气层中的积蜡。但要注意迅速返排出已被溶解的石蜡或沥清，否则溶解出的石蜡或沥青可能随着温度的下降而再次沉淀出来，重新堵塞油气层。此外，一次处理过量可能将井底附近含有大量溶解蜡的热溶液推入较冷的地层深部，蜡重新沉淀出来，造成严重的油气层损害，因为在油气层原油中，溶解蜡量一般处于饱和状态，没有溶解更多蜡量的能力，有效的办法是采取多次重复处理，逐渐加大处理规模，解除油气层中较深部的积蜡。

（3）乳化液或水的堵塞。使用表面活性剂可减轻由乳化液或水的堵塞造成的油气层损害。在大多数情况下，水堵可在几星期或几个月内自行消除。在砂岩油气层中，利用土酸和表面活性剂进行处理，可较好地消除由乳化液造成的油气层损害；对碳酸盐油气层的原生渗透率损害，通常的办法是用酸液旁通，酸压期间形成的乳化液可向裂缝中注入表面活性剂使其破乳。

（4）黏土或粉砂引起的油气层原始渗透率损害。在砂岩井中用土酸处理，也可用压裂的办法。在碳酸盐油气层，用盐酸或醋酸溶解井筒附近的碳酸盐，或用酸压或水力压裂的方法。

（5）钻井液漏失于裂缝中。钻井液绝不应注入被支撑的裂缝中。若已注入，可在较高的排量下向裂缝注入大量黏胶或加有分散剂的水，把钻井液和支撑剂推入油气层，使它们远离井眼，这样可部分地清除钻井液，而后需要时也可重新压裂和支撑。

7．5．2．2．2　低渗透性油气层井的修井

对于任一低渗透性油气层的油井，通常要求一个有效的人工举油系统。对某些井，这样可延缓甚至不需要修井。水力压裂能形成线性流动，并改善较深部位油气层的渗透性，因而是低渗透性油气层增加产量最有效的方法。低渗透砂岩油气层可采用水力压裂方法，碳酸盐油气层可采用酸压或水力压裂措施。

7．5．2．2．3　压力部分枯竭油层的修井

在考虑压力部分枯竭油层修井之前，应规划采用有效的人工举升系统。保持压力或采油新方法对于从压力部分枯竭油层增加产量和采收率通常是最好的方法。

如果需要修井，首先要考虑消除产层损害。可采用压裂或酸化措施。

7．5．2．2．4　降低油、气井产水量的修井

引起油、气井大量出水的原因主要有：①套管泄漏；②误射水层；③管外窜槽；④底水锥进或边水指进；⑤人工裂缝延伸入水层（压裂窜通水层）；⑥人工裂缝延伸到注水井附近（压裂窜通水井）。对于①、②、③造成的产水量增加可用低压挤注低失水水泥的修井措施，这样能阻止水的产出（也可采用注入堵剂的堵水工艺），然后可在所需井段重新射孔。

裸眼井段下部产层产水，可采用回堵的方法。但若井中油气产层位于产水层下面，为了堵水，通常必须在裸眼井段对衬管注水泥，然后重新完成所需的产油、气井段。

油气层垂向渗透率（基岩渗透率或裂缝渗透率）较大的产层易出现水锥，减小水锥的通常方法是回堵。如果对垂向流动存在有阻挡层，则回堵可能十分有效。下面两种方法适于底水危害井的堵水，它们都是基于向油气层挤入无机单体水溶液，在孔隙中发生胶凝，在油水界面处建立低渗透屏障，控制水锥。挤替工艺如下：

（1）双边注入法。在油水界面处下一可钻式封隔器。在往油管注入堵剂的同时，往环形空间注入一种与油气层配伍的非凝胶液，使压力平衡，防止堵剂损害油层。挤入堵剂之后加隔离液，并挤入滤失的水泥浆封口，反冲洗出多余水泥浆，候凝投产。封隔器留在井底。

（2）等流注入法（也称界面控制法）。不下封隔器，油管下至井底。在往油管注入堵剂的同时，从环形空间注一种带同位素的平衡保护液，并在油管中用电缆把放射性检测仪下到油水界面位置。调整堵剂和平衡液的排量，可以把堵剂和平衡液的接触面控制在一定位置。这种方法也可以封堵注水层串通外流的水。以上两种挤注方法是目前长射孔井段（尤其裸眼井）施工时防止油层堵剂污染的最好方法。

7．5．2．3　防砂修井

在厚地层单层完成的井中，砾石充填是最好的方法。它也可在薄地层的井中提供较高的产能。应根据油气层砂粒大小等因素适当地确定砾石的直径。将砾石挤入孔眼通道中（流体必须洁净），在用原油作为砾石充填液的情况下，应使砾石水湿，在砾石充填后，立即开井投产，产量由低到高，直到较高产量。

7．5．2．4　选择不压井作业技术

常规修井作业总是通过向井内注入压井液来进行的。只要有外来入井流体进入地层，就不可避免地对地层造成一定程度的损害。而不压井修井作业技术则避免了外来压井液入井，从而有效地防止修井液堵塞，防止了井下形成稳定乳化液所造成的油气层堵塞。不压井修井作业的技术特点是，修井作业在承受油井压力情况下进行密闭井下作业，即在井筒内带有压力条件下，不用压井液直接进行起下油管及特种工具的技术。该技术用于油田自喷生产井、注水井、抽油井等。目前大庆、胜利、华北等油田已广泛使用。